张北示范项目揭储能业成本困局 巨大投入谁买单(2)

　　一次性巨大投入谁来买单

　　“张北的储能示范项目还存在很多问题。”来小康介绍，尽管张北风光储输示范项目已经证明储能可满足新能源并网的功能性要求，但储能电池的寿命、安全性以及经济性方面还存在问题。

　　尤其是经济性，这已成为阻碍储能发展的重要问题。张北风光储输项目一期工程总投资达33亿元，其中20MW储能电池的投资约4亿元，如此测算，每MW储能的总投入为2000万元。而据来小康介绍，实际储能工程的投资甚至超过4亿元。据悉，张北现投运的14MW的储能项目均是采用锂离子电池，国际上采用该技术的储能项目总成本也约在1130万元-2500万元左右。

　　据业内人士介绍，20%的储能可以解决风电并网的大量问题。截至2011年年底，我国有47000MW的风电装机，如果以20%的比例全部配备储能则需要安装9400MW的储能，即使按照每兆瓦2000万元的工程成本计算，需要一次性投入1880亿元。

　　不考虑储能电池的寿命，一次性投入着实巨大。如以锂离子电池寿命可以长达10年计算，摊薄至每年的投资接近200亿元。而据业内人士介绍，储能电池的实际寿命多为5年左右。也就是说，要实现不弃风，每年储能的投入将达近400亿元。

　　这显然没有弃风划算。能源局统计数据显示，截至2011年底，我国风电装机容量47000MW，全年平均利用小时数为1903，据此测算，去年累计风电发电量为890亿千瓦时，若以5毛钱一度的上网电价计算，如果弃风高达15%-35%，实际损失约为78.52亿元-239.61亿元。

　　储能如此巨大的投入由谁来买单也是难题。中关村储能产业技术联盟储能专委会会长俞振华会长介绍，储能示范项目在国内并不算多。据不完全统计，全国大约有近40个示范项目，而规模在MW级的除了国网主要投资的张北风光储输项目外，就是南方电网投资建设的总容量10MW储能项目，该项目现已有4MW瓦投运，但是这些储能项目都仅有示范、探索性，不具备产业化意义。据来小康介绍，目前张北风光储输的项目主要由国网公司投资，科技部和财政部仅仅提供部分科研项目经费和金太阳工程补助。

　　俞振华认为，储能技术的应用实际并不是单独利好电网公司，且储能投资巨大，因而电网公司并没有动力大规模普及储能。另外，风电、太阳能等新能源不能大规模并网，主要是新能源本身难调节、难预测等特性以及其装机速度远超电网的发展速度。俞振华认为，综合安全性和经济性来看，现阶段弃风仍是最无奈却最经济的选择。

　　电池技术成熟是产业化前提

　　降低储能成本的关键在于破解储能电池的安全性、循环寿命等难题。来小康指出，这些技术的突破是储能实现产业化的前提，但电池技术的成熟恐怕还需要多年，悲观看可能超过十年。

　　张北示范项目采用的锂电池技术是否能够代表储能技术未来的发展方向还存在争议。中国工程院院士杨裕生认为，锂离子电池虽有高比能量、高比功率、高能量转换效率、长循环寿命等优点，但该技术目前价格较高，更重要的是安全性还较差，而对于电力系统而言安全最重要。他介绍，南方电网的储能示范项目的锂离子电池组曾冒烟22次。

　　储能电池技术种类繁多，据不完全统计，储能根据不同领域需要已有12种不同的技术路线。据了解，张北20MW的储能示范项目中除了采用14兆瓦的锂离子电池技术，还有2MW的液流电池系统，而剩余4MW的储能采用哪种电池技术，目前国网尚未有定论。据悉，4MW的储能原本留给日本的钠硫电池技术，该技术占全球储能应用项目的65%以上。但据杨欲生介绍，钠硫电池虽具有高比能量、转换率高、寿命较长的优点，但也不安全，采用钠硫电池技术的日本储能电站2011年曾两次失火。

　　“采用哪种储能技术并不是关键。”来小康认为，张北的储能示范项目旨在为储能企业提供未来发展方向，即高安全、长寿命。

　　国内目前从事储能的相关企业并不多。据俞振华介绍，与储能相关的企业包括各种电池厂商、控制逆变厂商、应用解决方案提供方、工程实施企业等，目前铅酸电池厂商、锂电池厂商、控制逆变厂商以及一些关键材料厂商相对较成熟，除此之外其他的储能技术还没有形成规模。

　　由于缺乏核心原材料研发技术，国内的电池企业主要处于来料加工阶段。据从事锂电的业内人士透露，由于国内储能没有形成规模，国内电池企业在采购上游原材料时无法形成议价能力，因而电池核心原材料价格比国外同行高出很多，最后只能通过采购国产化配件来降低储能系统的售价。

　　来小康认为，国内的电池企业大多从贴牌生产做起，即便储能规模上升也很难真正获益。要打开下游空间、提升议价能力，需要沿着高安全、长寿命、低成本的方向加大研发投入，而不是建更多的产品生产线。当前全球储能产业才刚刚起步，国内企业现阶段介入并不晚。□本报记者 王荣